二氧化碳段塞辅助压裂技术在桩西油田的应用

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《CO2气相压裂条件下钻孔孔周裂隙演化及抽采半径时变规律研究》

《CO2气相压裂条件下钻孔孔周裂隙演化及抽采半径时变规律研究》篇一一、引言随着对清洁能源和环境保护的日益关注，CO2气相压裂技术作为一种有效的地热能开采技术和地下CO2储存技术，其研究与发展变得愈发重要。

CO2气相压裂是一种通过注入高压CO2气体，利用其能量和物理特性来形成和扩展地下裂隙的技术。

本文旨在探讨CO2气相压裂条件下，钻孔孔周裂隙的演化规律及抽采半径的时变规律。

二、CO2气相压裂基本原理及影响因素CO2气相压裂是一种物理压裂技术，主要依靠高压CO2气体的能量来产生和扩展地下裂隙。

其基本原理是利用高压气体在地下岩石中产生应力集中，当应力超过岩石的强度极限时，就会形成裂隙。

影响因素包括：气压大小、注气速度、岩石类型和性质等。

三、钻孔孔周裂隙演化研究1. 裂隙形成与扩展：在CO2气相压裂过程中，钻孔周围的岩石受到高压气体的作用，形成初始裂隙。

随着气压的持续作用，这些裂隙会逐渐扩展，形成更大的裂隙网络。

2. 裂隙演化过程：利用数值模拟和实验室实验等方法，研究裂隙从形成到扩展的整个过程。

包括对不同气压、注气速度等条件下的裂隙演化进行对比分析。

3. 影响因素分析：分析岩石类型、地层结构、地应力等因素对裂隙演化的影响，以及这些因素如何与气压、注气速度等相互作用。

四、抽采半径时变规律研究1. 抽采半径定义：抽采半径是指从钻孔中心到抽采效率开始显著降低的区域的距离。

这个区域内的裂隙网络是有效的抽采通道。

2. 时变规律研究：通过长期监测和数据分析，研究抽采半径随时间的变化规律。

包括分析抽采过程中压力变化、流量变化等因素对抽采半径的影响。

3. 影响因素分析：分析气压、注气速度、岩石性质等因素如何影响抽采半径的时变规律。

同时，也要考虑地下水位、地质构造等对抽采半径的影响。

五、实验方法与数据分析1. 实验方法：采用室内模拟实验和现场试验相结合的方法，通过改变气压、注气速度等参数，观察和分析钻孔孔周裂隙的演化及抽采半径的变化。

二氧化碳泡沫压裂技术及应用

为中浅层压裂增产改造的主要技术手段。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
目前大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术现状
1、车组设备能力;2006年以前压裂泵车应用双S3缸泵车组
,CO2液压裂施工排量最高2.7m3/min,大排量限流法压裂，泡沫质
量一般在50左右%,现在CO2液施工排量提高到3.0m3/min,泡沫质量提高到60%以上。
第一阶段,1998年-1999年,这期间引入吉林油田设备进行技术服务,共压裂7口井11层,平均泡沫质量为51.02%,最大单层加砂规模32.0m3,最高泡沫质量56.7%,压后平均单井日产油 3.82t。工艺水平相当于混气水压裂。
第二阶段,2001年-2006年,引进双S2000型压裂车组,建立了大庆油田自己的二氧化碳泡沫压裂技术,形成了恒定内相泡沫质量和变泡沫质量的设计方法,提高了施工成功率和泡沫质量,这期间共压裂30口井40层,平均泡沫质量为60.56%,最大单层加砂规模36.0m3,最高泡沫质量67.7%, 压后平均单井日产油3.83t。真正实现了二氧化碳泡沫压裂。
• 改变原油性能,降低粘度和凝固点
CO2进入低饱和压力的油藏，可以大量溶于原油中，据统计，中原稠油井采用CO2吞吐，原油粘度平均下降38%, 凝固点一般下降10℃,原油的粘度和凝固点大幅度降低，减小了渗流阻力，提高了油层产能。
大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展及应用
• 大庆探区二氧化碳泡沫压裂技术发展大体分为三个阶段
CO2泡沫压裂排量与泡沫质量选择表
CO2排量 (m3/min ) 2.8 2.0 基液排量 (m3/min) 1.0 1.8 1.0 1.9 1.2 2.1 1.4 2.4 1.6 2.7 1.8 2.9 2.0 2.9 总排量 (m3/min ) 3.8 3.8 4.0 4.0 4.2 4.2 4.4 4.4 4.6 4.6 4.8 4.8 5.0 4.8 泡沫质量(%) 73.7 73.7 75.0 73.6 71.4 71.6 68.2 67.8 65.2 64.0 62.5 62.3 60.0 62.3 质量类型

CO2辅助调剖改善水平井生产效果

措施后，共有２３口井注汽压力明显上升，平均
单井油压上升０．９ＭＰａ，平均单井套压上升０．５ＭＰａ，充能增压效果明显。４．１．２水平段动用得到改善实旋后水平段动用状况监测２２次，有１６井次水
平井８８口，只占该区生产总井数的１９％，而产量高达该区总产的６３％。水平井吞吐产量仍是该区目前乃至将来一段时间内的稳产基础之一。然而，资料统计表明该区水平井平均吞吐轮次已达８轮，其递减趋势相当明显。主要表现在：现阶段日产油只有８．７
时，可快速填充蒸汽腔，由于气体“贾敏效应”，在低压区形成气体堵塞，后续注入蒸汽时，利于蒸汽向未动用区波及，从而提高蒸汽波及体积。回采阶段，原油因溶有部分ＣＯ。，当压力下降时，分散在原油中的ＣＯ。会以气泡形式存在并膨胀，增加回采时的弹性能量，从而增加油井产量。
１２０‘Ｃ），降粘幅度可达１０．２％（图２）。由于ＣＯ。比热容和导热系数远小于水蒸汽，当使用ＣＯ。充填后，在
相同条件下，可有效降低蒸汽用量，减少了后续蒸汽热量向围岩的散失，从而提高蒸汽使用的热效率。提——提高洗油效率：一方面，利用表面活性剂降低原油与地层岩石之间的界面张力，提高洗油效率。另一方面，注入ＣＯ：后，在张力作用下，Ｃ０。会以气泡形式优先占据孔喉中间位置，并将油滴压向边部，使原来分散的油滴相互融合成为油带，形成流动能力，洗油效率也得以提高。
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内蒙古石油化工
２０１６年第１、２期
降——降粘度、降热损：研究表明［１］：ＣＯ：在超
过对杜８４块超稠油多年的开发认识，当地层压力小
于４ＭＰａ时，油井多已进入高轮吞吐阶段，相当于吞吐的８轮以上，汽窜已不再作为主要矛盾，因此以封
稠油中的溶解度随压力增大而增大；随温度升高，溶
解度先增大后减小。在近似蒸汽腔条件下（温度

油井二氧化碳压裂增产技术应用与认识

油井二氧化碳压裂增产技术应用与认识发布时间：2021-12-24T08:11:00.188Z 来源：《科学与技术》2021年27期作者：赵殿武[导读] 本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点，分析了某油田某油层前期试验井压裂效果，为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径赵殿武大庆油田天然气分公司油气加工八大队摘要：本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点，分析了某油田某油层前期试验井压裂效果，为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径。

关键词：二氧化碳、压裂、增产、应用与认识采油某厂所属油田属低渗透油田，增产的主要措施是压裂改造，随着油田开发时间的延长，选井、选层越来越困难，现有工艺增产效果变差，有些井甚至收不回成本，因此急需研究探索新的工艺措施，为低渗透油层的增产改造提供技术保证。

近年来，新兴的CO2压裂技术在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头。

为深入开展试验研究，探索低渗透油层增产改造新技术，2019年开展了二氧化碳压裂增产技术现场试验，初步见到较好效果。

一、二氧化碳压裂技术工艺原理及特点1、二氧化碳的基本性质（1）在-56.6℃和0.531MPa(绝对)的条件下,气态、液态和固态三种形态同时存在，即为CO2的三态点。

（2）在大气压条件下，固态CO2在其温度达到-78.5℃时，便开始升华。

超过30.6℃时CO2为气态，超过这个临界温度增加压力也不能使之转变到液态。

2、二氧化碳压裂增产技术机理二氧化碳压裂液是由液态二氧化碳、原胶液和各种化学添加剂组成的混合液，该混合液向井下注入过程中温度逐渐升高，二氧化碳开始汽化，形成气液两相混合液（即二氧化碳为气相，原胶液为液相），其携砂性能取决于气泡稠密密封结构，在该结构中，各个气泡都影响其它气泡的流动性，从而使泡沫具有粘度，因而具备压裂液的特性。

分析二氧化碳特性及其增产机理，主要表现在以下几方面：（1）CO2泡沫压裂液具有低滤失性，能够抑制水基压裂液对地层粘土产生的膨胀作用，同时水基压裂液用量大幅度减少，能够降低压裂液对地层的污染,减少对地层的损害。

浅析二氧化碳采油技术

浅析二氧化碳采油技术在油田开发中有一定的油井都存在油井产量低、含水率高等方面的开发为。

在解决该类油井采收率的过程中，我们提出了二氧化碳采油技术。

所谓二氧化碳采油技术就是向目标油藏注入一定量的二氧化碳，利用二氧化碳溶于原油降低原油粘度、使原油体积膨胀、降低油水界面等性质，解决目标油藏开发中存在的原油流动困难、地层能量不足等问题，提高油井产量，最终实现油井的经济有效开发。

利用二氧化碳采油技术一般能够提高原油采收率达10%左右。

本文主要探讨了二氧化碳采油技术的作用机理、影响因素分析、应用范围等。

标签：二氧化碳;采收率;作用机理;影响因素一、二氧化碳采油机理1.1 二氧化碳驱油二氧化碳驱油包括混相驱和非混相驱。

驱油机理是：降低原油的粘度;使原油体积膨胀;蒸发提取原油中间烃组分;降低界面张力;改变原油密度;降压形成溶解气驱。

非混相主要是依靠在原油中的溶解，使原油体积膨胀和降低原油粘度实现驱油的。

混相驱是在一定的地层压力和温度下，对原油中小分子烃的蒸发提取形成单一相流体过渡带，界面张力降到接近于零来实现对原油的驱替。

1.2二氧化碳吞吐二氧化碳吞吐，就是把一定体积的二氧化碳注入到生产层内，然后关井一段时间，让注入的二氧化碳渗入到油层，然后重新开井生产。

采油机理是：原油体积膨胀、粘度降低、二氧化碳对烃抽提以及改变岩石的相对渗透率。

对于粘性重油，降低油的粘度，改进近井地带的流动性是十分重要的;对于轻油，汽化中间烃组分，使注入的二氧化碳与油藏流体在近混相的状态下完成吞吐;对于碳酸盐岩油藏，二氧化碳可使地层中的碳酸盐转变为碳酸氢盐，对地层有解堵作用。

1.3 二氧化碳采油作用机理分析1.3.1注入二氧化碳使原油体积膨胀当二氧化碳溶解于原油中，使得原油体积增大，孔隙体积也增大，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件;水驱开采后油层中的不可动残余油随二氧化碳溶解而膨胀，并被挤出孔道中，使残余油饱和度变小;膨胀的油滴将水挤出孔隙空间，使水湿系统形成一种排水而不是吸水过程，发生相渗透率转换，形成了一种在任何饱和度条件下都适合油流动的有利环境。

大庆油田应用CO2压裂技术的前景分析

1.3 压裂选井选层的基本原则结合对CO 2气体基本性质的分析，将CO 2压裂技术运用到大庆油田开采工作中，能够有效缓解水敏性地层压力，提升其渗水性能，起到延长油田储层的作用，水敏性地层因压力系数较低、能量不足特点，容易出现严重的石油资源亏空，导致压裂液难以返排的情况，因此必须根据CO 2压裂技术的实施标准，制定相应的油田开采改造措施，落实石油开采工作。

在开展相关工作期间，需要在压裂环节进行选井和选层工作，具体工作落实期间必须遵循以下基本原则：第一，针对水敏性较为严重的油气层，要遵循CO 2压裂技术的稳定性，增加油田体系自由能量，由高向低地转变自由能的状态，利用泡沫中液体重力作用和边界引力作用，控制油田表面气体的蒸发，进而提升油气层的稳定性；第二，针对常规压裂效果较差的储层，因其黏土矿物质成分和含量较高，开采过程中存在遇水膨胀的现象，导致骨架破坏，造成迁移威胁，因此，必须遵循粘度与流变相结合的原则，利用CO 2压裂技术，将泡沫压裂粘度与流变性能形成统一，增加泡沫液相的粘度，提升其稳定性和安全性；第三，针对气藏存水造成油气层产油量降低的问题，必须严格遵循气藏施工相关性原则，对油气层的储油量进行综合评定，加强对石油开采工作的管理，坚持气藏与油气层相关联，利用CO 2压裂技术将气藏内部水分排出，进一步控制气藏存水情况，提高施工人员对油气层石油开采的工作效率和质量，稳定大庆油田石油开采工作[2]。

1.4 油田开发地质特征大庆油田具备石油资源丰富、储油量大、可开发利用效率高的特点，在地质开采方面相较其他油田具有明显的优势，在原油开采过程中，伴随着大庆油田地质环境和地理条件的改变，石油开采难度逐渐加大，技术施工人员开采工作效果不佳，影响油田石油开采的进度，导致技术人员不得不研发新型的油井压裂技术，以便适应当前油田地质发展状况。

2 大庆油田CO 2压裂技术发展现状大庆油田是我国基础油田之一，我国大部分的石油均由大庆产出，油田开采技术成为推动石油开采的关键因素。

《CO2气相压裂条件下钻孔孔周裂隙演化及抽采半径时变规律研究》范文

《CO2气相压裂条件下钻孔孔周裂隙演化及抽采半径时变规律研究》篇一摘要：本文以CO2气相压裂技术为研究对象，通过实验与理论分析相结合的方法，对钻孔孔周裂隙的演化过程及抽采半径时变规律进行研究。

本论文旨在探究在CO2气相压裂技术的作用下，孔周裂隙如何随时间及压力条件的变化而演化，并进一步探讨其对抽采半径的影响，以期为提高非常规能源的开采效率提供理论支持和技术指导。

一、引言随着全球能源结构的调整和新能源的日益发展，CO2气相压裂技术作为一种新型的能源开采技术，在非常规油气藏的开发中得到了广泛应用。

该技术通过注入CO2气体，利用其高压特性对地层进行压裂，从而实现油气的高效开采。

然而，这一过程涉及到的孔周裂隙演化及抽采半径的时变规律等问题尚不清晰，成为了制约该技术进一步发展的关键问题。

因此，本文将重点研究这些问题，以期为相关领域的研究提供理论支持。

二、CO2气相压裂技术概述CO2气相压裂技术是一种利用高压CO2气体对地下岩层进行压裂的技术。

在压裂过程中，CO2气体的高压特性能够有效地打破岩石的内部结构，形成裂隙网络，从而提高油气藏的开采效率。

该技术具有环保、高效、安全等优点，是当前非常规油气藏开发的重要技术之一。

三、钻孔孔周裂隙演化研究在CO2气相压裂过程中，钻孔孔周的裂隙演化是影响压裂效果的关键因素。

本文通过实验和理论分析相结合的方法，研究了孔周裂隙的演化过程。

实验结果表明，随着CO2气体压力的增加和时间的推移，孔周裂隙逐渐扩展和连通，形成了一个复杂的裂隙网络。

同时，本文还建立了孔周裂隙演化的数学模型，进一步揭示了裂隙演化的规律和机制。

四、抽采半径时变规律研究抽采半径是评价CO2气相压裂效果的重要指标之一。

本文通过实验和模拟的方法，研究了抽采半径随时间和压力条件的变化规律。

实验结果表明，随着压裂时间的延长和压力的增加，抽采半径逐渐增大。

同时，本文还探讨了不同地质条件和岩性对抽采半径的影响，为优化压裂参数和提高开采效率提供了理论依据。

致密油体积压裂水平井co2

致密油体积压裂水平井co2致密油体积压裂水平井CO2一、引言致密油是指储层孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率低的油藏，其开发难度较大。

为了提高致密油的产能，目前采用体积压裂水平井（Hydraulic fracturing）的方法是一种较为有效的手段之一。

其中，使用CO2作为压裂液有其独特的优势和适用性。

二、CO2的特性1. 可溶性：CO2在油藏中有较高的溶解度，能够与油藏中的油脂相互溶解，提高流体流动性。

2. 低黏度：CO2的黏度较低，能够流经孔隙和裂缝，使得CO2能够较好地渗透到致密油储层中，达到良好的压裂效果。

3. 低表面张力：CO2的表面张力较低，能够减小与岩石颗粒之间的相互作用力，有利于降低岩石的相对渗透率、改善油水相对渗透率的比值。

4. 高动态黏度降低：CO2在致密油储层中的动态黏度相对较低，能够改善储层对流导致的损害，提升裂缝边界的效果。

三、CO2压裂在致密油体积压裂水平井中的应用1. 压裂液中CO2浓度的选择：根据不同的储层特点和需要，选择合适的CO2浓度，以达到最佳的裂缝扩展效果。

2. CO2驱替油脂：将CO2注入油脂中，通过溶解作用将油脂中的成分驱替出来，提高储层中的流体流动能力。

3. CO2渗透致密油储层：将高浓度CO2溶入压裂液中，在施工过程中将CO2渗透到致密油储层中，降低油藏的相对渗透率，提高油、水相对渗透率的比值。

4. CO2裂缝压裂的力学效应：CO2裂缝压裂过程中，CO2分子的高速流动和强大的物理化学驱动力能够改善塑造致密油储层的物理化学特性，增加可压缩性和孔隙连接性。

5. CO2溶剂效应：CO2在压裂过程中的溶解作用能够与片麻岩、页岩等储层产生化学反应，改善流体渗透性，提高储层产能。

四、致密油体积压裂水平井CO2压裂的优势1. 提高产能：CO2的压力、温度和浓度的变化能够使储层扩展裂缝，增加裂缝的面积和长度，提高储层产能。

2. 优化投入和操作成本：CO2压裂过程相对简单，不需要大量的设备和人力投入，能够降低生产成本。

CO2压裂相关的最新技术及应用,

CO2干法压裂面临的问题。
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
液态CO2粘度低，由此带来的是携砂能力差、液体容易滤失等问题

CO2干法压裂适合于以下几种气层的开发：
（1）低渗透气层；
（2）水敏性地层；
中原井下
六、 CO2施工安全保障
CO2 压裂施工过程中，除常规压裂的HSE要求与规定
外，重点应注意以下五种安全操作：
中原井下
三、 CO2泡沫压裂技术
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
案例1：某井泡沫压裂：注入清洁压裂液560m3，CO2液量145m3，加砂量 54.5m3，施工泵压62 MPa，施工排量4.2m³/min。中原井下
三、 CO2泡沫压裂技术
中原油田桥69井CO2泡沫压裂现场
案例2：注入清洁压裂液702m3，CO2液量182m3，加砂量80m3，
1、防冻伤 2、防窒息 3、防干冰堵 4、防储罐爆炸 5、放喷时防止闸门与放喷管线刺漏。
中原井下
汇报结束
谢谢
中原井下
3700m，创造了国内CO2泡沫压裂施工的井深记录
。
中原井下
一、CO2增产技术现状
CO2增产技术分类
增能压裂：泡沫质量<52%、段塞增能压裂；泡沫压裂：泡沫质量53％-96%，现场通常泡沫质量53％-75% ；
干法压裂：纯液态CO2压裂（正在研发）；
CO2气驱增产技术
中原井下
一、CO2增产技术现状
CO2泡沫压裂液
CO2泡沫压裂液是由液态CO2、
胶液和各种化学添加剂组成的气-液两项混合体系，在向井下注入过程
中，随温度的升高，达到31℃临界
温度以后，液态CO2开始气化，形成以CO2为内相，含高分子聚合物

致密油藏水平井分段压裂CO2吞吐实验研究

西南石油大学学报（自然科学版）2017年4月第39卷第2期Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition）V ol.39No.2Apr.2017DOI：10.11885/j.issn.16745086.2015.11.23.03文章编号：16745086（2017）02012507中图分类号：TE357.7文献标志码：A致密油藏水平井分段压裂CO2吞吐实验研究周拓1*，刘学伟1，2，王艳丽3，秦春光4，盖长城51.中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊0650072.中国石油天然气勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊0650073.中国石油中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆库尔勒8410004.中国石油吉林油田公司，吉林松原1380005.中国石油冀东油田分公司，河北唐山063200摘要：目前，某油田正在进行CO2吞吐试验，该油田属于致密油藏，分段压裂水平井CO2吞吐效果受诸多因素制约，急需通过物理模拟方法研究复杂条件下的CO2吞吐机理。

因此，采用大型物理模拟实验系统，首次选用露头平板模型，针对致密油首次利用致密岩芯和实际原油，开展分段压裂水平井CO2吞吐模拟实验研究。

实验结果表明，CO2吞吐能有效提高致密油藏采收率，且注入压力是CO2吞吐效果重要的影响因素；通过对吞吐过程中模型不同位置压力、出口产量等关键参数分析，明确了CO2吞吐地层能量补充特征。

研究成果对于致密油藏有效开发具有一定指导意义。

关键词：分段压裂水平井；大型物理模拟；CO2吞吐；注入压力；补充地层能量Experiments of CO2Huff-n-puff Process in Staged FracturingHorizontal Wells for Developing Tight Oil ReservoirsZHOU Tuo1*,LIU Xuewei1，2,WANG Yanli3,QIN Chunguang4,GAI Changcheng51.Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics of Chinese Academy of Sciences,Langfang,Hebei065007,Chinangfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China3.Tarim branch of Zhongyuan Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang841000,China4.Jilin Oilfield Company,PetroChina,Songyuan,Jilin138000,China5.Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan,Hebei063200,ChinaAbstract:Using large physical simulation equipment and outcrop plate model,an experimental study on CO2huff-n-puff in staged fracturing of horizontal wells was carried out.The experiment results show that CO2huff-n-puff can effectively improve oil recovery of tight oil reservoir.In addition,the injection pressure is an important factor affecting CO2huff-n-puff effect.By analyzing pressures at different model locations,production and other key parameters,we clearly define the stratigraphic energy supplement features of CO2huff-n-puff.The result of the research has great significance in the effective development of tight oil reservoirs.Keywords:staged fracturing horizontal wells;large physical simulation;CO2huff-n-puff;injection pressure;stratigraphic energy supplement网络出版地址：http：///kcms/detail/51.1718.TE.20161124.1544.030.html周拓，刘学伟，王艳丽，等.致密油藏水平井分段压裂CO2吞吐实验研究[J].西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（2）：125131.ZHOU Tuo,LIU Xuewei,WANG Yanli,et al.Experiments of CO2Huff-n-puff Process in Staged Fracturing Horizontal Wells for Developing Tight Oil Reservoirs[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2017,39(2):125–131.*收稿日期：20151123网络出版时间：20161124通信作者：周拓，E-mail：275719662@基金项目：国家油气重大专项（2011ZX05013006）；中国石油天然气集团公司重大基础攻关课题（2014B1203）126西南石油大学学报（自然科学版）2017年引言中国致密油资源储量丰富，勘探前景广阔[13]。

CO2注入井近井油层解堵办法研究及应用

CO2注入井近井油层解堵办法研究及应用作者：孔庆花来源：《石油知识》 2018年第2期摘要：吉林油田采用CO2与水双管线交替注入的方式驱替原油，由于CO2具有萃取原油轻质组分的特性，使得重质组分的沥青质析出，黏附在近井油层表面，注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层，进一步加剧了堵塞。

目前常规的解除近井地带堵塞的方法主要为重新射孔或压裂，作业复杂且费用昂贵，井控难度大，存在CO2溢出的安全风险，因此，本文立足不动管柱及安全作业，重点研究了一种简易快捷且经济可行的近井油层解堵办法，并对CO2试验区近井油层堵塞井进行了成功应用。

关键词：CO2驱；水气交替；近井油层；堵塞；解堵剂CO2驱水气双管线交替注入过程中，由于CO2具有萃取原油轻质组分的特性，使得重质组分的沥青质析出，注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层，黏附在近井油层析出的沥青质表面，不可避免的造成近井地带堵塞。

目前常规的解堵方法主要为重新完井或压裂补孔，存在作业复杂、费用昂贵、缺乏解堵针对性等问题，且因需重新起下管柱存在CO2溢出风险，因此，本文重点研究了一种不动管柱且经济可行的近井油层解堵办法。

1 堵塞原因分析通过堵塞物成分判定实验，确定了注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层，黏附在近井油层析出的沥青质表面是堵塞的主要原因。

对CO2驱水气交替注入井A井、B井注水管线进行取样，取样时间位于注气转注水节点，取样前该井处于注气周期，注水管线已停注超过2个月，在注水前取注水管线长时间停注水样，杂质含量较多，水质分析表明铁离子严重超标、固体沉积物较多、主要为腐蚀结垢产物。

对长时间停注水样固体沉积物XRD定性分析表明，固体沉积物中含沥青质等有机物，去除有机物后，固体主要为腐蚀结垢产物。

2 解堵方法设计CO2驱注气井井筒结构如图2所示，为了解除近井油层堵塞，设计了一种不动管柱近井油层解堵办法——连续油管高压旋转喷射工艺：在连续油管喷射解堵前根据实际情况注入氮气（不突破地层破裂压力情况下，最大限度均匀注入地层，起高速返排作用），再通过携带专用高压旋转喷射工具串的 1.5英寸连续油管，冲洗目的层解堵，然后，进行氮气返排，实现解堵。

封存利用，再创价值——二氧化碳在石油开采中的应用

封存利用，再创价值——二氧化碳在石油开采中的应用作者：陆鸣来源：《石油知识》 2015年第1期陆鸣二氧化碳（CO2）是大气中的主要温室气体，现在通常被认为是导致全球气候变暖、洪水、严重的热带风暴、沙漠化和热带地区扩大等生态问题的重要因素之一。

大气中的二氧化碳主要是由燃烧煤和化石燃料产生的，这让石油化工的生产运营不得不面临严峻的生态环保考验。

封存二氧化碳目前降低二氧化碳的方法包括能源的合理使用，使用煤和石化燃料的替代品，通过热带雨林或农场等陆地封存，以及海洋处置、矿物封存、地质封存等。

其中，减少二氧化碳排放最有效的方式是节能，其次是使用新能源，如天然气、风能、太阳能和核能等，减少化石能源的使用，此外还应发展二氧化碳收集、封存及再利用等技术。

二氧化碳地质封存是将二氧化碳注入地下并长期封存于1000~3000米深的地层中，用地层的孔隙空间储存二氧化碳，还可分为咸水层封存、枯竭油田和气田封存。

全球都可能存在适合二氧化碳封存的沉积盆地，包括沿海地区。

二氧化碳从封存的地点泄漏到大气中，有可能引发显著的气候变化。

因此要求封存用的地层之上必须有透水层作为盖层，以封存注入的二氧化碳，防止泄漏。

但二氧化碳同样不可以泄漏到地层深处，否则也会给人类、生态系统和地下水造成灾害。

此外，对地质封存二氧化碳效果进行的测试发现，注入地层深处的二氧化碳对贮藏带的矿物质有一定影响。

利用二氧化碳对全球变暖而言，二氧化碳是场灾难；但对石油开采而言，二氧化碳或许就是一个利器。

在油田开采最初，一部分石油在巨大的压力下，可以自己喷射出来，但是慢慢的，有些岩层孔隙中的石油就失去了自喷能力。

后来科学家们相继发明了注水驱油、化学驱油、蒸汽驱油等采油技术。

而在这其中，利用二氧化碳开采石油，不仅能把孔隙中的石油开采出来，同时还能把二氧化碳埋存在地下，可以说是一举两得。

这归结于二氧化碳的化学特性。

二氧化碳是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以使原油体积膨胀、黏度下降（黏度降低30%~ 80%），还可以降低油水间的界面张力、改变原油密度，有助于在储层形成较有利的原油流动条件，有利于原油中轻质馏分的汽化和抽取。

低渗透松软煤层co2增透预裂技术及其应用

低渗透松软煤层co2增透预裂技术及其应用
CO2增透预裂技术是一种用于改善低渗透松软煤层油气开采
效果的新技术。

它是在煤层中注入CO2，使煤层孔隙结构发
生变化，从而改善煤层的渗透性，提高油气的采收率。

CO2
增透预裂技术是一种非常有效的改善低渗透松软煤层油气采收效果的技术，可以有效提高油气采收率，提高经济效益。

CO2增透预裂技术的应用主要有以下几点：
1、改善低渗透松软煤层油气采收率。

CO2增透预裂技术可以
有效改善低渗透松软煤层油气采收率，有效提高经济效益。

2、提高油气储量。

CO2增透预裂技术可以有效提高油气储量，提高油田的发掘率。

3、改善煤层结构。

CO2增透预裂技术可以有效改善煤层结构，提高煤层的孔隙结构，从而改善渗透性，提高油气采收率。

4、改善油藏环境。

CO2增透预裂技术可以有效改善油藏环境，减少油藏水的渗漏，降低油藏的渗漏率，改善油藏的环境。

注CO2和N2气技术在采油中的应用

注CO2和N2气技术在采油中的应用摘要：在经济全球化的影响之下，气体采油技术得到空前的发展机遇，而且在油井中的油层特性气体。

注CO2和N2气技术在采油技术中的有着化学驱、气驱、热力驱等不同方式方法，包括CO2的油层蒸发和油气采收率。

气体采油技术不断改进和完善。

我国气体采油技术有着物理法采油技术和化学法采油技术，都是运用声波采油技术、利用高能气体压裂采油技术、利用磁场采油技术等手段，CO2和N2驱油作用原理、气态和液态的分布情况。

CO2采油技术是一项是利用原油采收率，才能不断提高和利用效果，开发油层开采先进技术有水平的使CO2和N2成为增油量最多的一项。

关键词：CO2和N2气体气体采油实践与应用引言：根据我国的地势情况：高山深谷、纵横交错，适合油田的储层属性相层积，CO2和N2气体采油可以有效避免不必要的问题，使得符合经济效益和有着一定的实用性。

我国的CO2采油技术中驱油效果好、使用范围广、对油层物没有伤害、施工操作方便，使用与不同的环境，工艺技术不断的成熟，也能有着不同的效果和特色。

注CO2和N2技术要求下的不同，在高压CO2与N2气体做载体时密度的变化导致不同油层计量发生了微妙的改变，CO2和N2打破了原来的油层热力平衡。

CO2气体含量作为气化炉采油的主要控制参数，是慢慢地反应气化炉工情况分析的最主要的参数，才能不断地提高技术的能力。

目前CO2和N2气体采油技术，都可以在油田的开采技术上面做出一点贡献，在其中起着关键的作用。

一、我国的CO2和N2气体采油的技术分析情况气体采油技术具有非常广阔的前景，可以在不同的领域发展下去，是将CO2通过改善成为一种气体，用来提高原采油采收效率等。

开发稀油油田中的不同场所中，我国有着多种多样的气体设备介绍如高压注入泵、地面加热炉、CO2和N2含量检测设备，都是运用或者注入CO2气体的速度频率不同，导致油田的注入排量不一致。

使用了CO2和N2气体的可循环使用，减少全球的温室效益，从侧面贯彻落实了我国的科学发展观，也能在稠油的开发技术上面不落后与其他发达国家。

桩西采油厂低渗油藏开发研究与认识

桩西采油厂低渗油藏开发研究与认识[摘要]随着石油勘探和开发程度的提高，低渗透油田储量、产量所占的比例越来越大，该类油藏开发变得日益重要，要提高低渗透油藏开发水平，“解放思想，转变观念”是关键，通过低渗透油藏储层裂缝描述、控制缝高压裂优化技术、作业过程中负压射孔油层保护技术等方面的研究，逐步攻克了低渗薄层控缝压裂改造工艺技术的难关[关键词]低渗油藏开发压裂注水仿水平井中图分类号：te143 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）12-0286-011 低渗油藏开发现状及近年来所做工作桩西采油厂低渗透油藏自上而下共发育东营组、沙一段、沙二段、沙三段四套含油层系，油藏埋深2500～3600米，平均埋深3100米，以中深层储量为主。

油层厚度薄且以单层为主，纵向发育较为集中，平均厚度仅9.5米，储量丰度低。

一是早期大规模压裂开发，产量递减大，重复压裂效果逐年变差。

以桩74块为代表的桩西特低渗难动用油藏，在开发过程中存在的主要问题：①注水开发效果差。

注水后对应油井效果不明显。

②地层能量得不到有效补充，油层压降大，油井普遍供液不足，单井产能低。

③水井增注难度大。

由于储层注水压力难以传递至油井、储层物性差、回注水不稳定等原因使注水压力不断升高，注水越来越困难。

桩74块共实施油井压裂113井次，2002年以来实施35井次，由于地层能量补充困难，地层压力下降幅度大，压裂井增产效果逐年下降，由2002年的单井日增油能力19.3吨降为2012年的5.1吨。

二是小井距注水开发，递减趋势变缓，注水见到一定效果。

2006-2008年分别桩59、桩59-斜30井区开展了小井距注水开发低品位产能建设工作，分别建产能1.5万吨、0.3万吨。

桩59块投产初期平均单井日产油量18.3吨，效果较好，但产量递减较快，为减缓递减，保持产量稳定，陆续转注了2口井，实施早期注水和同步注水，注采井距200米左右，日增注水104立方米，实施后单元产量基本稳定在40吨。

封存利用,再创价值——二氧化碳在石油开采中的应用

封存利用，再创价值——二氧化碳在石油开采中的应用1. 引言随着现代工业的发展和社会经济的快速增长，人们对能源的需求不断增加。

而传统的能源资源逐渐枯竭，以石油为主的化石能源将继续长期占据世界能源需求的主导地位。

在石油开采过程中，常常伴随着二氧化碳（CO2）的产生。

CO2是一种有害气体，对人类活动和生物环境均造成了很大的影响。

为应对这一问题，石油开采中的二氧化碳封存利用技术应运而生。

2. 二氧化碳的封存利用2.1 二氧化碳封存二氧化碳封存技术是指将二氧化碳气体压缩成液态或超临界状态，然后将其注入到地下岩层中，实现将CO2永久地存储在地下。

CO2的封存具有可持续性、可靠性和安全性等优点，利用二氧化碳封存技术可以减少二氧化碳排放，保护生态环境和公共健康。

在二氧化碳封存领域，目前尚需解决的问题是：如何选择合适的封存地点、如何控制地下注入压力、如何保证封存地下岩层的长期稳定性等。

2.2 二氧化碳利用二氧化碳是可再生能源，作为石油开采的副产品，其利用价值得到了广泛的认可。

二氧化碳利用技术主要包括以下几个方面：2.2.1 增强油气采收（EOR）EOR是指通过在油气田中注入CO2气体，使油气田中的油膏和天然气向井口方向移动，从而提高原油和天然气采收率。

通过EOR技术，可以提高油气资源的开采效果，创造更多的能源利用价值。

2.2.2 CO2化学利用CO2可以被利用于生产燃料、化学品和建筑材料等。

例如，二氧化碳可以通过化学反应转化为甲醇和其他烃类。

此外，CO2还可以用于生产高性能建筑材料，如隔热板、密封材料和地面材料等。

2.2.3 CO2存储CO2存储技术是指将二氧化碳气体捕获，将其压缩成液态或超临界状态，然后将其存储在地下或海底等封存体中。

CO2存储作为一种永久性的二氧化碳减排技术，可以在减少二氧化碳排放的同时，为其他工业部门提供可再生能源。

3. 二氧化碳在石油开采中的应用石油开采是二氧化碳封存和利用的重要领域之一。

液态CO2压裂技术在低渗透油田的应用

液态CO2压裂技术在低渗透油田的应用美国与加拿大广泛采用一种对储层无损害的液态CO2压裂技术，即用二氧化碳(液态)为携砂液(无水或任何处理剂)通过一个搅拌机，将支撑剂混于液态二氧化碳中。

其CO2设备已成笼配套，技术占有领先地位。

该工艺典型处理范围是在114～136m3的液态二氧化碳中加16—21t支撑剂(搅拌机的能力应达到21t 搅拌能力)，注入速度40—55bbl／min，费用为3～5万美元之间。

应用井深为884—4267m的低渗透油气藏砂岩地层和碳酸盐地层，油藏温度为48～180℃，油藏压力为7～91MPa。

在美国阿肯色—路易斯安娜—德克萨斯地区和新墨西哥州的San Juan盆地，应用CO2泡沫压裂及液态CO2加砂压裂均已获得较好的增产效果。

1 液态CO2压裂的主要特点(1) CO压裂的优点2液态CO2压裂处理的主要优点是：对储层无损害，缩短了清洗时间，不需要抽汲和压裂液罐，省掉了水处理的费用和运费。

避免生产层损害和残留压裂液，排液迅速，而且比较经济。

首先，液态CO2压裂可以消除常规压裂液容易导致的地层损害。

压裂中对地层的主要损害机理是压裂液对地层的相对渗透率、毛管压力以及粘土膨胀与运移产生的有害影响。

在低压和低渗透油藏中，对毛管压力和相对渗透率造成的损害变得更加关键。

在油层温度和压力下，CO2呈气态，这就使残余压裂液的饱和度为零。

在油层中，就完全消除了对裂缝面周围相对渗透率或毛管压力的损害。

第二个优点是，由于排液迅速，可以及时评价地层产能。

CO2产生的实效能量消除了压裂液留在地层中的所有残余流体。

所以说，液态CO2是低渗透气层理想的压裂液。

第三，液态CO2压裂是经济的。

与常规压裂液相比，这种方法用于压裂液排液和钻机在用时间的费用都少得多。

压裂处理后不要再抽汲洗井，对回收的压裂液也无需做任何处理。

井的评价也比用常规压裂液所花的时间少。

平均来说，压裂以后，只有1.5天即可试井。

对于那些渗透率极低或含水高的不经济井来说，压裂后1—2天即可作出最终评价。

CO2酸化压裂增产措施技术的应用研究

CO2酸化压裂增产措施技术的应用研究
张振安;贺兴平
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2017(024)010
【摘要】如今在国内外比较常用的是酸化压裂技术,将酸液作为压裂液,不需要其他的支撑剂.本文研究的就是CO2酸化压裂增产措施技术的应用.
【总页数】1页(P94)
【作者】张振安;贺兴平
【作者单位】中国石油华北油田分公第五采油厂作业大队河北辛集 052360;中国石油华北油田分公司勘探开发研究院河北任丘 062550
【正文语种】中文
【相关文献】
1.国外白云岩储层酸化压裂增产技术 [J], 涂仁怀
2.北京某典型地区地热井酸化压裂增产技术研究 [J], 杨淼;林天懿;刘庆;柯柏林
3.北京某典型地区地热井酸化压裂增产技术研究 [J], 杨淼; 林天懿; 刘庆; 柯柏林
4.酸化压裂技术在低渗透油田增产中的应用效果分析 [J], 赵培竣[1]
5.酸化压裂技术在油气田开发中的应用研究 [J], 张堂东
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二氧化碳前置压裂技术在特低渗油藏中的应用

二氧化碳前置压裂技术在特低渗油藏中的应用
陈塞锋;李军;王鹏涛
【期刊名称】《石河子科技》
【年(卷),期】2024()2
【摘要】二氧化碳前置压裂技术是一种在特低渗油藏中应用的提高采收率的新型技术。

本文对二氧化碳前置压裂技术的原理、优势以及在特低渗油藏中的应用进行了介绍。

研究结果表明,二氧化碳前置压裂技术能够改善低渗透岩石的渗透能力,促进油藏中石油的释放和运移,提高采收率。

【总页数】3页(P40-42)
【作者】陈塞锋;李军;王鹏涛
【作者单位】延长油田股份有限公司杏子川采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE626
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泡沫与增能

中原油田CO2泡沫与段塞增能工艺及应用一、CO2泡沫、段塞增能压裂的优势中原油田的白庙、桥口、文23气田、户部寨等气田具有埋藏深、物性差、储层非均质性强、微裂缝发育、富含各类粘土矿物、储层敏感性较强等特点，当外界条件变化时，储层极易受到伤害，因此在开发过程中易遭受二次伤害。

由于CO2泡沫液的特殊物理和化学性质，使得CO2泡沫压裂与常规压裂相比，具有一系列的特殊性：①.返排效果良好。

CO2泡沫改进了油气井的返排效果，特别是处理改造低压地层时。

液体增压的释放允许更迅速地返排，可使返排问题最小化。

②.压裂液滤失小。

在裂缝的壁面上，微小的气泡形成低渗透性的滤饼，降低了泡沫液的滤失。

泡沫液的低滤失特性提供了更好的液体效率，当基质渗透率较低时可不加降滤失剂。

③.对地层伤害小。

由于携带液体是泡沫，进入地层的聚合物溶液量将大幅度地减少，支撑裂缝中的聚合物残留物也大幅度地减少，从而减少地层伤害。

另一方面，泡沫液形成的胶体滤饼比非泡沫液体稀，导致了更高的恢复导流能力值，最低的地层伤害。

④.携砂能力强。

泡沫液的屈服点特性有助于悬浮支撑剂颗粒，提高施工期间泡沫液的携砂能力，使支撑剂更好地分布。

⑤. 返排性能良好。

泡沫的可压缩性有助于处理液从地层返排，这是由于气体膨胀使其返回到井眼中。

另一方面，CO2溶解在地层液体中，稀释油，减少了地层水的界面能力，使液体更多、更容易地生产出来。

⑥. 酸性环境有利于降低伤害。

CO2具有良好的水溶性，CO2溶于水后，液体的pH值将下降到4-6.5之间。

低pH值有利于聚合物的断链反应和抑制地层中粘土矿物的膨胀，降低压裂液对地层的伤害。

⑦.液体密度高。

与氮气泡沫相比，在井眼中，液体压裂液+支撑剂+液体CO2是高密度液体，其液柱压力高，液体稳定性好，有较低的泵注压力。

因此，有利于进行深井压裂施工。

⑧.设备要求低。

只要泵注设备不刺漏，就可泵注液体CO2，并且计量方便可靠，故允许使用常规压裂设备进行施工。